ФНГ / РЭНГМ / Курсовая работа "Проектирование товарного парка"
(автор - student, добавлено - 3-06-2013, 10:01)
Скачать:
Содержание Введение……………………………………………………………….….........….5 Определение вместимости резервуарного парка……………………......….9 Выбор резервуаров………………………………………………………......12 Расчет железнодорожной эстакады……………………………..…..….......17 Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемностри…………………………………………………..………………………...17 Расчет длины железнодорожной эстакады………………………..……....19 Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн…………………………………………………………………………...21 Расчет времени слива маршрута наибольшей грузоподъемности.............24 Определение максимального расхода в коллекторе……………………....24 Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны………………………………………………...............................….…..…26 Расчет количества наливных устройств в бочки………………..........…....28 Расчет количества железнодорожных цистерн для вывоза нефтепродуктов……………………………………………………….............................…29 Гидравлический расчет технологического трубопровода...........................30 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду для светлых нефтепродуктов с резервуаром для хранения нефти (самый дальний резервуар для хранения светлых нефтепродуктов).....................................................................................................................30 Выбор насоса для светлых нефтепродуктов……………………..…..…..37 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения нефти…………….……….....…..….…...................................................................38 Выбор насоса для нефти……………………………………………….....40 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения топочного мазута 100………………...................................................................….40 Список использованной литературы……………………………………...….....44 Введение Система нефтеснабжения - одна из мощных и важных отраслей народного хозяйства. В настоящее время невозможно прогрессивное развитие почти ни одной отрасли промышленности, транспорта, сельского хозяйства без применения нефтепродуктов или продуктов нефтехимии, многие из которых используются также для бытовых нужд населения. Операции, осуществляемые нефтебазами, условно разделяются на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся: Прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепродуктопроводам, автомобильным, воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах и бочках); Хранение нефтепродуктов в резервуарных и в тарных хранилищах; Отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефти по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом; Реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады; Затаривание нефтепродуктов в мелкую тару; Регенерация масел; Компаундирование нефтепродуктов; К вспомогательным операциям относятся: Очистка и обезвоживание нефтепродуктов; Изготовление и ремонт нефтяной тары; Производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей; Ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; Эксплуатация энергетических установок и транспортных средств. Нефтебазы подразделяются: А) по характеру производимых операций – на перевалочные, распределительные, перевалочно-распределительные и хранения; Б) по транспортным связям – на железнодорожные, водные, водно-железнодорожные, трубопроводные и глубинные, получающие нефтепродукт автотранспортом; В) по номенклатуре поступающих и хранимых нефтепродуктов – на базы общего хранения и базы хранения светлых и темных нефтепродуктов, масел и нефтей. По СНиП 2.11.03.-93. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице 1. Таблица 1 - Склады нефти и нефтепродуктов Категория склада Максимальный объем одного резервуара, м^3 Общая вместимость склада, м^3 1 -- Св. 100000 2 -- Св. 20000до 100000включ. 3а До 5000 включ. Св. 10000 до 20000включ. 3б До 2000 включ. Св. 2000 до 10000 включ. 3в До 700 включ. До 2000 включ. Для наиболее удобного и бесперебойного проведения всех операций, а также по противопожарным соображениям все объекты нефтебаз скомпонованы в семи зонах. Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещается: Железнодорожные подъездные пути; Погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки; Технологические трубопроводы различного назначения; Насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей; Операторная для обслуживания персонала эстакады. Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтей и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещается: Морские и речные грузовые пристани; Насосные; Береговые резервуарные парки; Технологические трубопроводы; Операторные. Зона хранения представлена следующими объектами: Резервуарными парками; Технологическими трубопроводами; Насосными; Операторными. Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерне, контейнеры и бочки, и имеет: Автоэстакады для налива нефтепродукта в автоцистерны; Разливочные для налива нефтепродукта в бочки; Склады для затаренных нефтепродуктов; Лаборатории для анализа качества нефтепродуктов; Тарные склады; Цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару; Цех по регенерации отработанных масел. Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: Механическую мастерскую; Котельную; Электростанцию или трансформаторную подстанцию; Цех по производству и ремонту нефтяной тары; Водопроводные и сантехнические сооружения; Материальный склад; Топливный склад для нужд нефтебазы; Объекты противопожарной службы. Зона административного- хозяйственная, в которую входят: Контора нефтебазы; Пожарное дело; Здание охраны нефтебазы; Гараж. Зона очистных сооружений включает: Нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды; Пруд-отстойник для сбора промышленных стоков; Иловую площадку; Насосную при нефтеловушке. 1 Определение вместимости резервуарного парка Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы – объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов. Резервуары – наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно. Величина объема резервуаров нефтебазы зависит в основном от планируемого грузооборота, его интенсивности, назначения нефтебазы и ее расположения. В основу расчета необходимого объема резервуаров принимают: утвержденный годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов и видам транспорта, которым осуществляется завоз и вывоз; годовые графики поступления и реализации каждого сорта. Таблица 2 - Объемы месячного поступления и реализации нефтепродуктов на нефтебазах ( % от годового грузооборота) Показатели Месяцы Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Количесво поступивших нефтепродуктов 1,9 3,4 4,8 6,9 8,8 12,6 16,6 17,2 13,8 9,6 3,2 1,2 Количество реализванных нетепродуктов 2,1 2,9 5,1 7,4 10,9 15,6 18,1 15,9 11,4 8,1 1,5 1 Месячный остаток -0,2 0,5 -0,3 -0,5 -2,1 -3 -1,5 1,3 2,4 1,5 1,7 0,2 Сумма месячных остатков ΔV -0,2 0,3 0 -0,5 -2,6 -5,6 -7,1 -5,8 -3,4 -1,9 -0,2 0 Определим проектный объем резервуарного парка (V_Р) в % от годового грузооборота нефтебазы. V_P=∆V_max-∆V_min где: ∆V_max,∆V_min - максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц V_P=0,3-(-7,1)=7,4 М_р=296000∙7,4/100+0,45∙296000/12=33004 т. Определим долю каждого нефтепродукта в общем объеме резервуарного парка в соответствии с его процентным содержанием в годовом грузообороте нефтебазы. Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы: 〖ПР〗_(Gн⁄б)=G_(н⁄пр)/G_(н⁄б) ∙100% где: 〖ПР〗_(Gн⁄б) - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы; G_(н⁄пр) - годовой грузооборот нефтебазы по данному нефтепродукту, т/год; G_(н⁄б) - годовой грузооборот нефтебазы, т/год; − автобензин Аи-80 〖ПР〗_(Gн⁄б)=25000/296000∙100%=8,44% Находим массу хранимого нефтепродукта: М_(н⁄п)=М_р∙〖ПР〗_(Gн⁄б)/(100%) где:М_(н⁄п) - масса хранимого на нефтебазе продукта, т; М_р - суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т. − автобензин Аи-80 М_(н⁄п)=33004∙8,44/100=2787,5т. Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе: V_(н⁄п)=М_(н⁄п)/ρ_(н⁄п) где:V_(н⁄п) - объем хранимого нефтепродукта, м^3; ρ_(н⁄п) - плотность нефтепродукта при 〖20〗^0 С, т/м^3. Таблица 3 - Плотности нефтепродуктов Наименование нефтепродукта Плотности, т/м3 Автобензин Аи-80 0,755 Автобензин Аи-92 0,77 Автобензин Аи-95 0,725 Автобензин Аи-98 0,725 Дизельное топливо ДЛ 0,835 Дизельное топливо ДЗ 0,845 Керосин авиационный ТС-1 0,78 Топочный мазут 100 0,99 Мазут флотский Ф-5 0,872 Нефть 0,75 Масло моторное М-10B2С 0,9 Масло моторное М-14B2 0,91 Масло моторное М14-Г2 0,88 Масло авиационное МС-14 0,89 Масло авиационное МС-20 0,9 Масло трансмиссионное ТАД-17п 0,905 Масло индустриальное ИС-12 0,867 Масло индустриальное ИС-20 0,9 Масло турбинное Т-22 0,9 Масло турбинное Т-46 0,905 − автобензин Аи-80 V_(н⁄п)=2787,5/0,755=3692,05 м^3 Таблица 4 - Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка Тип нефтепродукта % от годового грузооборота Масса, т Объем, м^3 1 2 3 4 Автобензин Аи-80 8,45 2787,5 3692,05 Автобензин Аи-92 8,78 2899 3764,94 Автобензин Аи-95 8,61 2843,25 3921,72 Автобензин Аи-98 7,94 2620,25 3614,14 Дизельное топливо ДЛ 6,45 2129,65 2550,48 Дизельное топливо ДЗ 4,53 1494,1 1768,17 Керосин авиационный ТС-1 2,36 780,5 1000,64 Топочный мазут 100 4,05 1338 1351,52 Мазут флотский Ф-5 3,72 1226,5 1406,54 Нефть 39,86 13157 17542,67 Масло моторное М-10B2С 0,41 133,8 148,67 Масло моторное М-14B2 0,37 122,65 139,38 Масло моторное М12-Г2 0,41 133,8 150,34 масло авиационное МС-14 0,44 144,95 161,06 Масло авиационное МС-20 0,34 111,5 123,20 Масло трансмиссионное ТАД-17п 0,61 200,7 221,77 Масло индустриальное ИС-12 0,66 217,425 250,78 Масло индустриальное ИС-20 0,73 239,725 266,36 Масло турбинное Т-22 0,61 200,7 223,00 Масло турбинное Т-46 0,68 223 246,41 Выбор резервуаров Количество и объем резервуаров определяем в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03.-93. Для бензинов, нефти принимаем вертикальные резервуары с понтоном, для дизельных топлив, мазута вертикальные резервуары со стационарной крышей. Для масел – горизонтальные резервуары. Сведем полученные данные в таблицу 5. Таблица 5 - Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов Тип нефтепродукта Объем Тип резервуара Количество автобензин Аи-80 3692,05 РВСП-2000 2 автобензин Аи-92 3764,94 РВСП-2000 2 автобензин Аи-95 3921,72 РВСП-2000 2 автобензин Аи-98 3614,14 РВСП-2000 2 дизельное топливо ДЛ 2550,48 РВС-1000 3 дизельное топливо ДЗ 1768,17 РВС-1000 2 Керосин авиационный ТС-1 1000,64 РВС-1000 2 топочный мазут 100 1351,52 РВС-1000 2 мазут флотский Ф-5 1406,54 РВС-1000 2 нефть 17542,67 РВС-10000 2 масло моторное М-10В2С 148,67 РГЦ-100 2 масло моторное М-14В2 134,78 РГЦ-100 2 масло моторное М-14Г2 152,05 РГЦ-100 2 масло авиационное МС-14 162,87 РГЦ-100 2 масло авиационное МС-20 123,89 РГЦ-100 2 масло трансмиссионное ТАД-17п 221,77 РГЦ-100 3 масло индустриальное ИС-12 250,78 РГЦ-100 3 масло индустриальное ИС-20 266,36 РГЦ-100 3 масло турбинное Т-22 223,00 РГЦ-100 3 масло турбинное Т-46 246,41 РГЦ-100 3 Резервуарный парк из 46 резервуаров. Таблица 6 - Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных вертикальных цилиндрических резервуаров Номинальный объем,м3 Основные параметры резервуаров, м Со стационарной крышей С плавающей крышей Диаметр, Д Высота, H Диаметр, Д Высота, H 1000 12,33 8,94 12,33 8,94 2000 15,2 12,0 15,2 12,0 10000 28,5 18,0 28,5 18,0 Таблица 7 - Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных горизонтальных резервуаров Номинальный объем, м3 Основные параметры, м, резервуаров Диаметр, D Длина, L, при днище плоском коническом 100 3,2 12,0 12,7 Определим общий номинальный объем резервуарного парка нефтебазы По СНиП 2.11.03-93 определяем, что нефтебаза относится к I категории. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны распределяться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железнодорожных путей. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и т.д.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти на территорию населенного пункта и т.д. Резервуары следует размещать группами. Допустимая общая номинальная вместимость резервуаров объемом менее 50000 м^3 - 120000 м^3, группы резервуаров со стационарной крышей – 80000 м^3. Минимальные расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе: с понтоном 0,65Д, но не более 30 м, и 0,75Д со стационарной крышей, но не более 30 м. Наземные резервуары объемом 400 м3 и менее, проектируемые в составе общей группы, следует располагать на одной площадке (или фундаменте), объединяя в отдельные группы общей вместимостью до 4000 м3 каждая, при этом расстояние между стенками резервуаров в такой группе не нормируется. Расстояние от этих резервуаров до резервуа¬ров объемом более 400 м3 следует принимать не менее 15 м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть: объемом 20000 м3 и более – 60 м, объемом до 20000 м3 – 40 м. По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м3 и 6 м - от резервуаров объемом 10000 м3 и более. Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлив-шейся жидкости, но не менее 1 м для резерву¬аров номинальным объемом до 10000 м3 и 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м3 и более. Группа из резервуаров объемом 400 м3 и менее общей вместимостью до 4000 м3, распо¬ложенная отдельно от общей группы резервуа¬ров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резер¬вуаров до подошвы внутренних откосов обвало¬вания не нормируется. В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует определять: - каждый резервуар объемом 20 000 м^3 и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м^3; - резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами. Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать: 1,3 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более; 0,8 м - для остальных резервуаров. Резервуары в группе следует располагать: номинальным объемом менее 1000 м3 - не более чем в четыре ряда; объемом от 1000 до 10000 м3 - не более чем в три ряда; объемом 10000 м3 и более - не более чем в два ряда. Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, следует определять по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара. Расстояние от наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов до железнодорожных эстакад и автомобильных цистерн – 30 м, до продуктовых насосных станций, разливочных – 30 м. Расстояние от сливоналивных устройств для железнодорожных и автомобильных цистерн до продуктовых насосных станций, разливочных – 18 м для легковоспламеняющихся и 12 м для горючих нефтепродуктов. Расчет высоты обвалования группы из 12 резервуаров с бензином номинальным объемом 2000 м3 Площадь группы резервуаров: . Высота обваловки: м Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,62 + 0,2 = 0,82 м. Принимаем 1 м. Расчет высоты обвалования группы из 2 резервуаров с нефтью, номинальным объемом 10 000 м^3: Площадь группы резервуаров: S=88∙45,5=3564 м^2. Высота обваловки: м Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 3,4 + 0,2 = 3,6 м. Принимаем 4 м. Расчет высоты обвалования группы из 4 резервуаров с мазутом топочным и мазутом флотским, номинальным объемом 1000 м^3. Площадь группы резервуаров: . Высота обваловки: м Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 1,04+ 0,2 = 1,24 м ≈1,5 м. Расчет высоты обвалования группы из 7 резервуаров с ДТ и керосином, номинальным объемом 1000 м^3 Площадь группы резервуаров: Высота обваловки: м Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,43+0,2 = 0,63 м ≈ 2 м. Расчет высоты обвалования группы из 35 резервуаров с маслом, номинальным объемом 100 м^3 Площадь группы резервуаров: Высота обваловки: м Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,04+0,2 = 0,24 м. Принимаем 0,5 м. 3 Расчет железнодорожной эстакады Нефтебазы, на которые доставляются нефтепродукты по железной дороге, соединяются с главными путями железной дороги подъездной веткой. На самой территории нефтебазы устраиваются сливо-наливные пути, часто тупикового типа. Длина подъездной ветки зависит от местных условий, длина и число тупиков от длины принимаемых составов, грузооборота нефтебазы и сортности прибывающих и отгружаемых нефтепродуктов. Устройство и эксплуатация подъездных путей и сливных устройств ведутся в соответствии с существующими нормами и правилами строительства и эксплуатации железной дороги. Сливно-наливные эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки ж/д цистерн, располагаются на прямом участке ж/д тупика. Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности Число ж/д маршрутов, прибывающих в течение суток, определим по формуле: N_м=(Q_г∙К_м∙К_1)/(365∙Р_м ) где: N_м- число прибывающих маршрутов в сутки; Q_г- годовой грузооборот нефтебазы, т/год; Р_м- грузоподъемность одного маршрута, т (принимаем равным 1500). N_м=(296000∙1,2∙1,2)/(365∙1500)=0,78 В результате вычислений получили, что количество прибываемых маршрутов в сутки на нефтебазу равен 0,78, следовательно, на нефтебазу будет приходить один маршрута каждый день. В соответствии с процентным соотношением нефтепродукта от годового грузооборота определяем количество цистерн по сортам нефтепродуктов: n_i=(Q_i∙K_н∙К_1)/(365∙q_i ) где:n_i- количество цистерн, i-ым нефтепродуктом, шт.; Q_i- годовой грузооборот нефтебазы по i-тому нефтепродукту, т/год; K_н - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется в зависимости от соотношения промышленных и сельскохозяйственных потребителей нефтепродуктов; принимаем для всех видов топлив K_н- 1,2; для масел и смазок K_н- 1,8 (промышленность потребляет 70%)); К_1- коэффициент неравномерности подачи цистерн (К_1=1,2); q_i- грузоподъемность железнодорожной цистерны с i-ым нефтепродуктом. - автобензин Аи-80 n_i=(25000∙1,2∙1,2)/(365∙60)=1,644 Таблица 8 - Количество цистерн по типам нефтепродуктов Тип нефтепродукта цистерны максимальное количество цистерн автобензин Аи-80 1,644 2 автобензин Аи-92 1,710 2 автобензин Аи-95 1,677 2 автобензин Аи-98 1,545 2 дизельное топливо ДЛ 1,256 2 дизельное топливо ДЗ 0,881 1 Керосин авиационный ТС-1 0,460 1 топочный мазут 100 0,789 1 мазут флотский Ф-5 0,723 1 нефть 11,638 12 масло моторное М-10В2С 0,118 1 масло моторное М-14В2 0,108 1 масло моторное М-14Г2 0,118 1 масло авиационное МС-14 0,128 1 масло авиационное МС-20 0,099 1 масло трансмиссионное ТАД-17п 0,178 1 масло индустриальное ИС-12 0,192 1 масло индустриальное ИС-20 0,212 1 масло турбинное Т-22 0,178 1 масло турбинное Т-46 0,197 1 Таким образом, маршрут максимальной грузоподъемности состоит из 36 цистерн емкостью по 60 т: светлые нефтепродукты – 12 цистерн, темные нефтепродукты – 24 цистерны. Расчет длины железнодорожной эстакады Для маршрутных сливо-наливных операций разработано типовые эстакады, позволяющие производить только налив нефтепродуктов светлых, темных и масел, а так же комбинированные эстакады для слива и налива нефтепродуктов. Для слива светлых нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду на 12 постов слива с тремя коллекторами. 1 коллектор - 3 цистерны Аи-80, 3 цистерны Аи-92; 2 коллектор - 3 цистерны Аи-95, 2 цистерны Аи-98; 3 коллектор - 3 цистерна ДЛ, 3 цистерна ДЗ. Длину железнодорожной эстакады рассчитаем по формуле: L_э=∑_(i=1)^(i=k)▒〖a_i∙l_i 〗 где: L_э- длина железнодорожной эстакады; a_i- число цистерн по типам, входящие в маршрут; к- число цистерн в маршруте; l_i- длина цистерн различных типов по осям автосцепления (для цистерны грузоподъемности 60 т l_i=12,02 м.) 〖 L〗_э=1/2∙12∙12,02=72,12 м-длина двусторонней эстакады для слива светлых нефтепродуктов. Для слива темных нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду на 18 постов слива с двумя коллекторами, для слива масел принимаем одиночные сливные устройства с принудительным сливом через нанос. 1 коллектор- 17 цистерн с нефтью; 2 коллектор- 3 цистерна с мазутом топочным 100. Индивидуальные сливные устройства №1-8 по одной цистерны масел М-10В2С, М-14В2, М-14Г_2, МС-14, МС-20, ТАД-17п, ИС-12, ИС-20, Т-22, Т-46 〖 L〗_э=1/2∙24∙12,02=144,24м - длина двусторонней эстакады для слива темных нефтепродуктов. Осуществляется нижний слив нефтепродуктов. Установки для нижнего слива и налива нефтепродуктов шарнирно – сочлененного исполнения выпускают 3-х типов: УСН – без подогрева, УСПН – с подогревом; УСНПЭ – с электроподогревом. Условные проходы патрубков: 150, 175, 200, 250 и 300 мм. В настоящее время разработаны и выпускаются установки нижнего слива и налива нефтепродуктов типов АСН-7Б, АСН-8Б и СПГ-200. Установки АСН-7Б применяются для слива и налива маловязких нефтепродуктов. Установка АСН-8Б оборудована паровой рубашкой, позволяющей подогревать сливаемый продукт и пропаривать внутреннюю полость сливного прибора цистерны в зимнее время. Эти устройства применяются для слива и налива вязких нефтепроводов. Для слива светлых нефтепродуктов принимаем установку АСН-7Б; для слива темных нефтепродуктов и масел – АСН-8Б. Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн Расчет времени слива для светлых нефтепродуктов проводим при средне-минимальной температуре нефтепродукта (-19°С). Сливное устройство АСН-7Б имеет следующие размеры: h – расстояние от оси коллектора до нижней образующей котла цистерны. h=h_1+h_2+h_3, h_1=0,6 м – длина сливного патрубка цистерны; h_2=0,315 м – длина присоединительной головки; h_3=0,541 м – расстояние от присоединительной головки до оси коллектора. h=541+315+600=1456 мм – высота сливного устройства. Находим площадь поперечного сечения сливного патрубка: f=(π∙d^2)/4, d=0,212 м – внутренний диаметр сливного патрубка. f=(3,14∙〖0,212〗^2)/4=0,035281 м^2. Для Аи-80 находим расчетную вязкость при данной температуре: Значения коэффициентов: , , , , Таблица 9 - Определение расчетной вязкости Наименование нефтепродукта ν1, мм2/с T1,К ν2, мм2/с T2,К Тр,К b а ν, мм2/с автобензин Аи-80 0,64 283 0,58 293 234 7,962 -3,57 1,2532 автобензин Аи-92 автобензин Аи-95 автобензин Аи-98 дизельное топливо ДЛ 8 283 6 293 234 8,885 -3,63 75,894 дизельное топливо ДЗ 7 283 5 293 234 10,95 -4,49 123,07 керосин авиационный ТС-1 5 283 3,00 293 234 19,31 -7,92 2778,3 топочный мазут 100 118 353 50 373 333 9,369 -3,55 356,11 мазут флотский Ф-5 5 353 3,5 373 288 8,51 -3,39 32,365 нефть 45 290 32 295 280 13,38 -5,34 99,99 масло моторное М-10В2С 91 323 11 373 298 10,84 -4,20 566,6 масло моторное М-14В2 120 323 14 373 303 10,36 -4,00 488,04 масло моторное М-14Г2 120 323 14 373 303 10,36 -4,00 488,04 масло авиационное МС-14 96 323 14 373 303 9,518 -3,67 323,99 масло авиационное МС-20 160 323 20,5 373 308 9,189 -3,53 405,57 масло трансмиссионное ТАД-17п 110 323 17,5 373 308 8,716 -3,35 249 масло индустриальное ИС-12 12,6 323 3,64 373 278 9,719 -3,85 101,3 масло индустриальное ИС-20 71,3 293 18,2 323 288 9,723 -3,83 95,721 масло турбинное Т-22 35,2 313 23 323 278 9,93 -3,90 295,66 масло турбинное Т-46 75,8 313 48 323 288 8,982 -3,49 329,74 5. Находим число Рейнольдса 6. Определяем число Рейнольдса при 5% заполнении цистерны По полученным значениям числа Рейнольдса для полной и заполненной на 5% цистерны определяем соответствующие рисунку 1 коэффициенты расхода μ_1 и μ_2. Средний коэффициент расхода определяется по формуле μ_0=(μ_1+μ_2)/2 Рисунок 1 - Коэффициент расхода патрубков сливных приборов железнодорожных цистерн и средств герметизации слива 1 – универсальный сливной прибор по данным З.И.Геллера; 2 – универсальный сливной прибор по данным ВНИИСПТнефть; 3 – сливной прибор Утешинского по данным З.И.Геллера; 4 – сливной прибор Утешинского по данным ВНИИСПТнефть; 5 – универсальный сливной прибор по данным В.М. Свистова; 6 – сливной прибор Утешинского по данным В.М. Свистова; 7 – установкаАСН-7Б; 8 – установка УСН - 175М; 9 – установкаУСН-175 с действующим монитором; 10 – установкаСЛ-9. 7. Находим время полного слива цистерны где D=2,8 м – диаметр котла цистерны; L=10,31 м – длина котла цистерны. 8. Если производится закрытый слив нефтепродуктов, необходимо ввести поправочный коэффициент в зависимости от отношения h/D, который находим по рисунку 2 Рисунок 2 - График зависимости поправочного коэффициента от отношения h/D Принимаем 11 минут. Аналогично произведем расчет времени слива всех нефтепродуктов и сведем полученные результаты в таблицу 10. Таблица 10 - Расчет времени слива Тип нефтепродукта , 〖мм〗^2/с Re_(100%) μ_1 Re_(5%) μ_2 μ_0 τ_0,c τ,с τ, мин Аи-80 1,2532 1545837,1 0,39 946628,1 0,39 0,77 535,92 321,5 6 Аи-92 Аи-95 Аи-98 ДЛ 75,894 25525,9 0,39 15631,3 0,38 0,38 1079,09 647,45 11 ДЗ 123,07 15741,4 0,38 9639,6 0,38 0,38 1093,28 655,97 11 ТС-1 2778,3 697,3 0,22 427,0 0,2 0,21 1978,32 1186,9 20 М-100 356,11 5440,0 0,35 3331,3 0,325 0,33 1230,96 738,57 13 Ф-5 32,365 59856,2 0,39 36654,3 0,39 0,39 1065,25 639,15 11 Нефть 99,99 19374,4 0,38 11864,4 0,38 0,38 1093,28 655,97 11 М-10В2С 566,6 3419,1 0,32 2093,8 0,3 0,31 1340,16 804,09 14 М-14В2 488,04 3969,5 0,325 2430,8 0,31 0,31 1308,50 785,10 14 М-14Г2 488,04 3969,5 0,325 2430,8 0,31 0,31 1308,50 785,10 14 МС-14 323,99 5979,3 0,35 3661,6 0,32 0,33 1240,14 744,09 13 МС-20 405,57 4776,6 0,345 2925,1 0,315 0,33 1258,93 755,36 13 ТАД-17п 249 7780,3 0,36 4764,4 0,345 0,35 1178,58 707,15 12 ИС-12 101,3 19124,7 0,38 11711,4 0,38 0,38 1093,28 655,97 11 ИС-20 95,721 20238,4 0,38 12393,5 0,38 0,38 1093,28 655,97 11 Т-22 295,66 6552,3 0,355 4012,4 0,325 0,34 1221,91 733,14 13 Т-46 329,74 5875,1 0,35 3597,7 0,32 0,33 1240,14 744,09 13 Расчет времени слива наибольшей грузоподъемности????? Количество цистерн, сливаемых по коллектору. Первый коллектор: Слив Аи-80, Аи-92 – 4 цистерн. Второй коллектор: Слив Аи-95, Аи-98 – 4 цистерны. Третий коллектор: Слив дизельного топлива ДЛ и ДЗ – 4 цистерны. Четвертый коллектор: Слив мазута 100 – 1 цистерна. Пятый коллектор: Слив нефти – 9 цистерн. Таким образом, время слива всего маршрута будет определяться временем слива нефти. Принимаем, что на каждом коллекторе работает по одной бригаде сливщиков. Обслуживание цистерны равно 4 минутам. Время слива будет складываться из времени обслуживания 8 цистерн и время слива последней цистерны. Tн=8∙4+17=49 мин. Следовательно, время слива всего маршрута 49 мин. Определение максимального расхода в коллекторе Расход определяется с учетом неодновременности начала слива из различных цистерн. Время запаздывания ∆τ складывается из времени, затраченного на подготовительные операции – открытие люка цистерны и подключение сливного трубопровода. Расход из первой цистерны при нижнем сливе нефтепродукта самотеком, откуда только начался слив, будет определятся по формуле: q_1=μ∙f√(2∙g∙D) Если из второй цистерны слив начался раньше на ∆τ, то часть нефтепродукта из нее сольется, и истечение будет происходить с расходом: q_2=q_1 √(1-(∆τ/τ)^(2/3) ) Расход из третьей цистерны, сливающейся в течение 2 ∆τ времени будет равен: q_3=q_1 √(1-(2∆τ/τ)^(2/3) ) Расход из i-й цистерны, слив которой начался раньше на τ∙∆τ будет равен: q_i=q_1 √(1-[(i-1)∙∆τ/τ]^(2/3) ) Аналогичным образом будет определятся расход из всех остальных цистерн. Для бензинов: τ=321,5 с – время слива цистерны. ∆τ- время обслуживания одной цистерны, равное 4 мин. q_1= 0,77∙0,035√(2∙9,81∙2,8)=0,201 м^3/с Расход второй цистерны: q_2= 0,201√(1-〖((5∙60)/321,5)〗^(2⁄3) )=0,043 м^3/с. Расход третьей цистерны: q_3= 0,099√(1-〖2((2∙60*5)/321,5)〗^(2⁄3) ) (0,36417∙〖10〗^5)/(723,8∙9,81) 14,57>5,13 Условие выполняется. Гидравлический расчет нагнетательной линии Находим внутренний диаметр трубопровода: d_наг=Д_наг-2δ=0,377-2∙0,0045=0,368 м Скорость движения потока: ϑ=(4∙Q)/(π∙d_наг^2 )=(4∙201)/(3,14∙〖0,368〗^2 )=1,88 м/с Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: Re=(ϑ∙d_наг)/v=(4,57∙0,368)/(1,253∙〖10〗^(-6) )=552146,8 Критические значения числа Рейнольдса: 〖Re〗_кр1=(10∙d_наг)/к_э =(10∙0,368)/0,00005=73600 〖Re〗_кр2=(500∙d_наг)/к_э =(500∙0,368)/0,00005=3680000 Так как 〖Re〗_кр1(0,3325∙〖10〗^5)/(0,77∙9,81) Условие выполняется. Гидравлический расчет всасывающей линии (трубопровод для налива в автоцистерны) Подача насоса Q = 60 м3/ч; Длина всасывающей линии L = 273,5 м; Наружный диаметр всасывающего трубопровода Двс =0,377 м; Толщина стенки трубопровода δ=0,0045 м; Геодезическая отметка резервуара z_рез = 206 м; Геодезическая отметка насосной станции z_нс=210,5 м; Эквивалентная шероховатость труб k_э=0,05 мм; Минимальная высота взлива резервуара h_взл^min=1,5 м. Таблица 18 - Местные сопротивления на всасывающей линии Тип местного сопротивления Количество ξ_вс Задвижка 4 0,15 Поворот под 〖90〗^0 2 0,15 Находим внутренний диаметр трубопровода: d_вс=Д_вс-2δ=0,377-2∙0,0045=0,368 м Скорость движения потока: ϑ=(4∙Q)/(π∙d_вс^2 )=(4∙60/3600)/(3,14∙〖0,368〗^2 )=0,16 м/с Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: Re=(ϑ∙d_вс)/v=(0,16∙0,368)/(0,8496∙〖10〗^(-6) )=69265,5 Критические значения числа Рейнольдса: 〖Re〗_кр1=(10∙d_вс)/к_э =(10∙0,368)/0,00005=73600 〖Re〗_кр2=(500∙d_вс)/к_э =(500∙0,368)/0,00005=3680000 Так как Re≤〖Re〗_кр1, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле: λ=0,3164/〖Re〗^0,25 =0,3164/〖69265,5〗^0,25 =0,0195 Потери напора по длине трубопровода: h_(i.вс)=λ L_вс/d_вс ∙ϑ^2/2g=0,0195273,5/0,368∙〖0,16〗^2/(2∙9,81)=0,019 м Потери напора на местные сопротивления: h_(м.вс)=ϑ^2/2g ∑_(i=1)^n▒ξ_i =〖0,16〗^2/(2∙9,81) (4∙0,15+2*0,3)=0,0016 м Потеря напора на преодоление сил тяжести: ∆z=z_нс-z_рез-h_взл^min=210,5-206-1,5=3 м Полная потеря напора на всасывающей линии: Н_вс=h_(i.вс)+h_(м.вс)+∆z=0,019+0,0016+3=3,02 м Проверка всасывающего трубопроводов на холодное кипение паров бензина. Условие, которое должно выполнятся, чтобы не произошло срыва потока: Р_а/(ρ_δ∙g)-(-∆z+h_(i.вс)+h_(м.вс) )>Р_s/(ρ_δ∙g) Р_s=0,3325∙〖10〗^5 Па – давление насыщенных паров бензина при 24,2 С Р_а=1,013∙〖10〗^5 Па – атмосферное давление. (1,013∙〖10〗^5)/(0,77∙9,81)+3-0,019 -0,0016>(0,3325∙〖10〗^5)/(0,77∙9,81) Условие выполняется. Выбор насоса для светлых нефтепродуктов Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь всасывающей и нагнетательной линиях, при соответствующей объемной подаче: Н_пол=Н_вс+Н_наг=1,4413+18,327=19,7683 м Q=Q_P∙3600=0,4857∙3600= 1748,5 м^3⁄час Выбираем насос 16НД-10×1 с подачей Q=2200 м3/ч. Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения нефти Гидравлический расчет будем вести при средне-минимальной температуре нефтепродукта. Кинематическая вязкость v=1092,59 〖мм〗^2⁄с ; Длина всасывающей линии L = 12 м; Наружный диаметр всасывающего трубопровода Двс = 0,377 м; Толщина стенки трубопровода δ=0,0045 м; Геодезическая отметка железнодорожной эстакады z_э=216,5 м; Геодезическая отметка насосной станции z_нс=215,5 м; Эквивалентная шероховатость труб К_э=0,05 мм. Таблица 19 - Местные сопротивления на всасывающей линии Тип местного сопротивления Количество ξ_вс Фильтр 1 2,2 Задвижка 3 0,15 Длина нагнетательной линии L =242,5 м; Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Днаг =0,377 м; Толщина стенки трубопровода δ=0,0045 м; Геодезическая отметка резервуара z_рез=212 м; Высота взлива резервуара h_взл=11 м. Таблица 20 - Местные сопротивления на нагнетательной линии Тип местного сопротивления Количество ξ_наг Фильтр 1 1,7 Задвижка 5 0,15 Поворот под 〖90〗^0 3 0,3 Гидравлический расчет всасывающей линии Находим внутренний диаметр трубопровода: d_вс=Д_вс-2δ=0,377-2∙0,0045=0,368 м Скорость движения потока: ϑ=(4∙Q_р)/(π∙d_вс^2 )=(4∙0,189)/(3,14∙〖0,368〗^2 )=1,78 м/с Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: Re=(ϑ∙d_вс)/v=(1,78∙0,368)/(1092,59 ∙〖10〗^(-6) )=599,5 Так как Re<2300, режим ламинарный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле: λ=64/Re=64/599,5=0,107 Потери напора по длине трубопровода: h_(i.вс)=λ L_вс/d_вс ∙ϑ^2/2g=0,10712/0,368∙〖1,78〗^2/(2∙9,81)=0,56 м Потери напора на местные сопротивления: h_(м.вс)=ϑ^2/2g ∑_(i=1)^n▒ξ_i =〖1,78〗^2/(2∙9,81) (1,22+3∙0,15)=0,27 м Потеря напора на преодоление сил тяжести: ∆z=z_нс-z_э=215,5-216,5=-1 м Полная потеря напора на всасывающей линии: Н_вс=h_(i.вс)+h_(м.вс)+∆z=0,56+0,27-1=-0,17 м Гидравлический расчет нагнетательной линии Находим внутренний диаметр трубопровода: d_наг=Д_наг-2δ=0,377-2∙0,0045=0,368 м Скорость движения потока: ϑ=(4∙Q_р)/(π∙d_наг^2 )=(4∙0,189)/(3,14∙〖0,368〗^2 )=1,78 м/с Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: Re=(ϑ∙d_наг)/v=(1,78∙0,368)/(1092,59 ∙〖10〗^(-6) )=599,5 Так как Re<2300, режим ламинарный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле: λ=64/Re=64/599,5=0,107 Потери напора по длине трубопровода: h_(i.наг)=λ L_наг/d_наг ∙ϑ^2/2g=0,107242,5/0,368∙〖1,78〗^2/(2∙9,81)=11,39 м Потери напора на местные сопротивления: h_(м.наг)=ϑ^2/2g ∑_(i=1)^n▒ξ_i =〖1,78〗^2/(2∙9,81) (1,7+5∙0,15+3∙0,3)=0,54 м Потеря напора на преодоление сил тяжести: ∆z=z_рез+h_взл-z_нс=212+11-215,5=7,5 м Полная потеря напора на нагнетательной линии: Н_наг=h_(i.наг)+h_(м.наг)+∆z=11,39 +0,54+7,5 =19,43 м Выбор насоса для нефти Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательных линиях, при соответствующей объемной подаче: Н_пол=Н_вс+Н_наг=-0,17+19,43=19,26 м Q=Q_P∙3600=0,189∙3600=680,4 м^3/час Выбираем центробежный насос 10НД-10×2 с подачей Q=700 м^3/час/ 10.5 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения топочного мазута 100 Выбираем 2 параллельно работающих поршневых насоса НТ 45 с подачей Q=175 м3/ч каждый. Кинематическая вязкость v=356,11〖мм〗^2⁄с ; Длина всасывающей линии Lвс = 12 м; Наружный диаметр всасывающего трубопровода Двс =0,377 м; Толщина стенки трубопровода δ=0,0045 м; Геодезическая отметка железнодорожной эстакады z_э = 216,5 м; Геодезическая отметка насосной станции z_нс=215,5 м; Эквивалентная шероховатость труб К_э=0,00005 м. Длина нагнетательной линии L = 280 м; Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Днаг = 0,377 м; Толщина стенки трубопровода δ=0,0045 м; Геодезическая отметка резервуара z_рез=209,5 м; Высота взлива резервуара h_взл=8 м; Таблица 21 - Местные сопротивления на всасывающей линии Тип местного сопротивления Количество ξ_вс Фильтр 1 2,2 Задвижка 3 0,15 Таблица 22 - Местные сопротивления на нагнетательной линии Тип местного сопротивления Количество ξ_наг Поворот под 90 3 0,3 Задвижка 5 0,15 Вход в резервуар 1 1 Гидравлический расчет всасывающей линии. Находим внутренний диаметр трубопровода: d_вс=Д_вс-2δ=0,377-2∙0,0045=0,368 м Скорость движения потока: ϑ=(4∙Q_р)/(π∙d_вс^2 )=(4∙0,221)/(3,14∙〖0,368〗^2 )=2,079 м/с Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: Re=(ϑ∙d_вс)/v=(2,079∙0,368)/(356,11∙〖10〗^(-6) )=2148,4 Так как Re<2300, режим ламинарный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле: λ=64/Re=64/2148,4=0,0298 Потери напора по длине трубопровода: h_(i.вс)=λ L_вс/d_вс ∙ϑ^2/2g=0,029812/0,368∙〖2,079〗^2/(2∙9,81)=0,103 м Потери напора на местные сопротивления: h_(м.вс)=ϑ^2/2g ∑_(i=1)^n▒ξ_i =〖2,079〗^2/(2∙9,81) (2,2+3∙0,15)=0,584 м Потеря напора на преодоление сил тяжести: ∆z=z_нс-z_э=215,5-216,5=-1 м Полная потеря напора на всасывающей линии: Н_вс=h_(i.вс)+h_(м.вс)+∆z=0,103+0,584-1=-0,313 м\ Гидравлический расчет нагнетательной линии Находим внутренний диаметр трубопровода: d_наг=Д_наг-2δ=0,377-2∙0,0045=0,368 м Скорость движения потока: ϑ=(4∙Q)/(π∙d_наг^2 )=(4∙0,0972)/(3,14∙〖0,368〗^2 )=0,914 м/с Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: Re=(ϑ∙d_вс)/v=(0,914∙0,368)/(356,11∙〖10〗^(-6) )=944,52 Так как Re<2300, режим ламинарный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле: λ=64/Re=64/944,52=0,0678 Потери напора по длине трубопровода: h_(i.наг)=λ L_наг/d_наг ∙ϑ^2/2g=0,0678280/0,368∙〖0,914 〗^2/(2∙9,81)=2,19 м Потери напора на местные сопротивления: h_(м.наг)=ϑ^2/2g ∑_(i=1)^n▒ξ_i =〖0,904〗^2/(2∙9,81) (3∙0,3+5∙0,15+1)=0,11м Потеря напора на преодоление сил тяжести: ∆z=z_рез+h_взл-z_нс=209,5 +1,5-215,5=-4,5 м Полная потеря напора на нагнетательной линии: Н_наг=h_(i.наг)+h_(м.наг)+∆z=2,19 +0,11-4,5=-2,2 м Полные потери напора: Н_пол=Н_вс+Н_наг=-0,313 -2,2=-2,513 м Значит, для закачки мазута в резервуар насос не требуется. Список использованной литературы Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. – М.: Недра, 1973. – 366 с. Лурье М. В., Макаров С. П. Трубопроводный транспорт нефтепродукт- ов. – М.: Недра, 1999. – 267 с. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. – М.: ГУП ЦПП, 2007. – 41 с. Типовые расчеты по проектированию и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для ВУЗов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак и др. – Уфа: Дизайн – Полиграф Сервис, 2002. – 658 с. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков и др.; под ред. Л. И. Быкова. – Санкт-Петербург: Недра, 2006. – 824 с. Похожие статьи:
|
|